La situación actual y las perspectivas para el próximo invierno en materia de oferta y demanda de gas natural, todavía en el contexto de la pandemia del Covid 19, serán analizadas el miércoles 14 en una reunión específica citada por la Secretaría de Energía de la Nación, y de la cual participarán los entes reguladores del gas y de la electricidad, la compañía del mercado mayorista eléctrico CAMMESA y la estatal  IEASA.

Será para evaluar lo que está ocurriendo en materia de producción de gas en los yacimientos convencionales y no convencionales, la situación operativa de los sistemas de transporte troncales del gas, y las proyecciones de demanda del fluido a nivel de los consumos residencial, industrial, y para la generación de electricidad.

La decisión de la Secretaría a cargo de Darío Martínez  estuvo antecedida por una iniciativa del Enargas la semana pasada.

El Interventor, Federico Bernal, propuso a Energía convocar a un comité operativo ante la  “necesidad de abordar esta temática desde los diferentes actores intervinientes, atento a las cuestiones que deben ser consideradas con la debida planificación por quienes corresponda, según las respectivas competencias entre los organismos involucrados”.

El objetivo de esta mesa, remarcó el Ente, es “trabajar en pos de generar la comunicación y las herramientas necesarias para asegurar que la oferta de gas natural disponible resulte suficiente, según las necesidades que se avecinan”.

En la mesa de trabajo estarán planteados los escenarios operativos en los campos con vistas a una recuperación de niveles de producción pre-pandemia, alentados por el Plan Gas Ar, que  se han visto alterados desde hace más de una semana en el caso de Neuquén  por situaciones de reclamos sociales, con corte de accesos que han frenado la actividad de los equipos petroleros.

La actividad en los campos productivos del gas en el marco de la “Segunda Ola” de la Pandemia también está condicionada por el cumplimiento estricto de los protocolos sanitarios específicos     –vacunas al personal incluídas- además de cuestiones salariales pendientes.

En la reunión de trabajo se considerará entonces la disponibilidad de gas local para cubrir una demanda que estacionalmente es la más fuerte del año, y también como se completa el esquema de la oferta con el gas natural importado desde Bolivia, más los embarques licitados y a licitar de GNL.  El primer barco cargado con GNL arribará en mayo.

En febrero de 2021 la producción de gas natural disminuyó 10.7 % interanual y 10.3 % anualizada, con mermas tanto en la producción de yacimientos convencionales (7,5 % i.a. y 9,1 % a.a.) como en reservorios no convencionales  (14,8 % i.a. y 11,8 % a.a.). La producción total acumulada durante los últimos doce meses se redujo 10,3 % (13,8 millones de metros cúbicos) según datos del IAE.  Se espera que YPF, Tecpetrol y PAE mejoren su rango productivo actual.  

El cuadro de situación en materia de oferta energética se presenta complicado dado que otras formas de producción están afectadas, con excepción de la eólica.  A nivel de las hidroeléctricas, Yacyretá continúa padeciendo la merma de su caudal promedio por la escasez de precipitaciones en la cuenca del Paraná y las operaciones de otras hidroeléctricas aguas arriba (Brasil) . Pasó de un caudal promedio de 9.400 M3/s en marzo a 7.100 M3/s en abril, y las perspectivas de menores lluvias se extienden al menos hasta junio (SMN).

En cuanto a la generación nuclear, la Central Embalse ingresó el primero de abril en una parada programada para mantenimiento que se extenderá hasta finales de mayo.  En tanto, la Central Atucha II reingresó a operaciones en marzo, y se espera que hacia finales de abril o principios de mayo pueda generar ya al 80 por ciento de su capacidad instalada.

Si la “Segunda ola” lo permite, Atucha I debería realizar una parada técnica a partir de agosto.

SM